Precio interanual futuro Dated Brent repunta +1,1% pero el Tipo de cambio pierde US$/€ -1,2%, subiendo levemente los niveles de precios del suministro de gas a cliente final en España menos del 0,5% respecto a valores de hace un mes (caso contrato con indexación a Brent y TC). Pero aun así siguen siendo precios de gas elevadísimos, entre +200% y 300% de la media histórica. Se acentúa el impacto de la renovación de nuevos contratos de suministro de gas para industrias, que arrastran un incremento entre +110%y+140% en los precios del gas. Si tenemos en cuenta nuevas fórmulas (actualizadas) bajo el nuevo estadio de precios, las subidas son de escándalo, superando la tarifa de gas regulada (de referencia o de último recurso) del sector gasista para clientes domésticos (baja presión de gas). Esto es un hecho que está provocando serios problemas de tesorería en las industrias gas intensivas y calor-intensivas, obligándolas a cierres temporales o nuevos ERTE’s. Las ayudas iniciales del gas para las industrias han sido muy restringidas a unos pocos sectores, que se cuentan con los dedos de una mano, excluyendo a la inmensa mayoría de las industrias que están en riesgo de cortes de gas por retrasos en los pagos.

El precio interanual del hub de gas España-Portugal (Mibgas), vuelve a caer con menos fuerza, un -7,2% debido al efecto de caída de los precios internacionales (menor demanda mundial). Respecto a los hubs de gas europeos, el TTF y NBP caen nuevamente pero menos que antes, hablamos de -19,6% y -16,7%, respectivamente, tratando de justificarse por el alto nivel de llenado de los almacenamientos de gas en Europa, cuando realmente es por el temor a sanciones cuando se tenga la valentía de abrir expediente a aquellos que se han forrado por la especulación. En mismo sentido, el gas Henry Hub de EEUU, índice NYMEX, cae -13,2%. Aun así, los precios internacionales del gas siguen a niveles desorbitantes a medio y largo plazo.

Permitir que Marruecos importe energía eléctrica más barata de España, así como Portugal y Francia, es a costa de subir más los precios de España. Y que España exporte gas al centro y norte de Europa es una prueba irrefutable de que el precio real del gas importado en España es mucho más competitivo que el precio especulativo de los hubs europeos. ¿Quién se está lucrando de esa diferencia entre precios de exportación e importación? Desde luego, el sector industrial NO.

Tampoco se comprende cómo se importa gas de EEUU, principalmente extraído mediante la técnica de fractura hidráulica (Shale Gas), y aquí los políticos supranacionales no hacen nada para que los Estados Miembros de la Unión Europea autoricen extraer gas de yacimientos autóctonos. Por eso la producción del gas de EEUU sigue elevada, llegando a niveles de saturación de su nivel de producción / extracción de gas para exportar lo máximo posible a Europa en barcos metaneros. EEUU está aprovechando los efectos de la guerra Rusia-Ucrania. El precio de venta (importado) de EEUU incluyendo coste de licuefacción, seguros y fletes de embarque/costes de logística y transporte por barcos metaneros, y coste de regasificación está resultando muchísimo más barato que el de los hubs europeos, incluido el del Mibgas, beneficio que no está redundando en abaratar el gas en España, sino en exportarlo (¿parcial o totalmente?).

El índice del carbón internacional (ARA) corrige niveles y sigue a la baja con mucha fuerza (-20,9%) respecto a valores interanuales de hace un mes, después de haber batido máximos históricos registrados en Oct 2021 (231 US$/tonelada métrica) y marzo (343 US$/t). Mucha demanda de carbón en Occidente para compensar las reducciones de gas de Rusia, ha tensionado el precio del carbón, pero conforme baja la demanda, empieza a revertir la tendencia esperada. Ago cayó a 355, Sep a 339, Oct a 271, Nov a 215, Dic a 241, y en Enero 2023 168,7 y se espera 132 $US/t para FEB 2023.

Así, los futuros interanuales del DATED Brent han pasado de 82,5 a 83,4 US$/bbl, y los futuros del Tipo de Cambio rebotan de 1,095 a 1,082 US$/€.

La media interanual de los futuros del Mibgas pasan de 55,6 a 51,6 €/MWh. Nivel 1,03 veces (+3,2%) superior a los 50 €/MWh del límite del mal denominado CAP de gas en pool de electricidad por la excepción ibérica en FEB 2023 (realmente es un FLOOR).

La media interanual de los futuros del TTF cae de 69,6 a 56,0 €/MWh.

La media interanual de los futuros del NBP (UK) cae de 172,8 a 144,0 peniques/termia.

La media interanual de los futuros del NYMEX cae de 3,5 a 3,1 US$/MMBtu. En el peor de los contratos a plazos del HH para exportación fuera de EEUU, se observan precios por debajo de la horquilla 25-27 €/MWh (teniendo en cuenta el tipo de cambio y factores de cambios de unidades energéticas). Si duplicamos ese coste por traer gas de EEUU a Europa, tendríamos un precio de 50-54 €/MWh, inferior a todos los hubs europeos. Europa debería replantearse su política energético-ambiental para abaratar el gas, mientras no sea viable otra alternativa (hidrógeno). Tipificar al gas y la nuclear como energía verde parece que es una señal para apostar por la repotenciación de dichas tecnologías, especialmente la nuclear, si bien ello requiere mucho tiempo de implantación, pero seguramente deberá frenar el plan de retirada o desmantelamiento previsto en países europeos.

Los targets del Dated Brent pasan de 81,2 – 76,6 y 73,1 US$/barril a finales de 2023, 2024 y 2025, a niveles de 81,5 – 76,4 y 72,6, respectivamente.

Los targets del euro frente al dólar americano pasan de 1,1021 – 1,1148 y 1,1213 US$/€ a 1,0896 – 1,1042 y 1,1142 a finales de 2023, 2024 y 2025, respectivamente. Niveles que muestran cierta pérdida de confianza de los inversores en Zona euro.

Los targets del TTF pasan de  73,9 – 65,1 y 50,6 €/MWh a finales 2023, 2024 y 2025, a niveles de 62,6 – 61,1 y 48,4, respectivamente. Pero deben bajar aún más esos precios y de forma sostenida en el tiempo, para que la gran industria europea no huya a otros países que protejan más a las industrias con precios energéticos competitivos y menores restricciones y costes ambientales. No hay presupuesto ni margen para repercutir los precios energéticos a los productos manufacturados en Europa (serían sustituidos aún más por productos asiáticos).

Los futuros de MIBGAS anticipan medias anuales que pasan de 55,6 – 54,9 y 45,5 €/MWh para 2023 – 2024 y 2025 a niveles de  51,8 – 55,2 y 45,8, respectivamente.

El precio Spot (contado) del Mercado Ibérico de Gas MIBGAS (mercado secundario), producto day-ahead, ha REVERTIDO en ENE 2023, cerrando media mensual a 59,8 €/MWh, lo cual supone una bajada de -39,9 €/MWh, -40,0% respecto DIC 2022 (99,8 €/MWh). Esto coincide con la fuerte reversión anunciada hace un mes, volviendo a caer en FEB (53,6) y MAR (49,2), rebotando en ABR (50,2). Mucha cautela, que las alegrías pueden durar poco tiempo. Con estos precios del gas aún podemos ver cierre de empresas/industrias si no se establecen ayudas o compensaciones, pues es un precio 5 veces superior (500%) a la media de hace dos años (2020: a 10,2 €/MWh).

Cabe intuir que las multinacionales gasistas podrían estar compensando futura caída de ingresos por la ola ambientalista que se ha comprometido en centrar la expansión de las renovables sin consulta popular al ciudadano, que es quien finalmente terminará pagando la politización de la energía y el medioambiente, por un futuro limpio pero que puede condicionar el consumo y desarrollo/bienestar de España y demás países europeos, mientras algunos países siguen apostando por el carbón y la nuclear. Y los norteamericanos por el gas de fractura hidráulica. Nuestros políticos europeos deberían darse un baño de humildad empezando por aceptar su afán de aumento de la recaudación fiscal derivada de la energía para compensar el creciente e irrefrenable y exagerado gasto público. Los consumidores energéticos están terminando de perder la confianza en los políticos. Supone un desgaste político que debería conducir a establecer un Pacto de Estado para unirse en esta emergencia nacional y europea, y consultar al ciudadano alternativas regulatorias más eficaces. Demasiados parches de agua tibia.

Los países asiáticos están sustituyendo a Europa como destino del gas ruso y de Oriente Medio, cerrando aprovisionamientos a largo plazo con más de dos terceras partes del gas mundial, dejando menos de una tercera parte a los países europeos. Sin duda el control de los precios de los mercados gasistas internacionales por estrategias de geopolítica energética viene y seguirá condicionando la competitividad de las industrias europeas. Y Europa sigue sin decidir la extracción del gas autóctono. Existen posibles racionamientos de gas en siguiente invierno por falta de previsión y excesivo optimismo respecto a disponibilidad del gas ruso y argelino.

La incertidumbre en las importaciones y renegociaciones del gas de Argelia, también está repercutiendo en la especulación del precio del gas. Esperemos que dichas incertidumbres se resuelvan favorablemente. De hecho, casi todo el gas que venía por el Magreb se dedicaba a suministros acogidos a la TUR de gas. El aumento de las importaciones de gas de EEUU puede compensar las reducciones del gas de Rusia y Argelia pero no por mucho tiempo.

Si tenemos en cuenta los futuros a lo largo de 2022 del Mercado Secundario de Gas y vemos el cierre anual finalmente a 100,0 €/MWh, resulta cuanto menos curioso y se puede entender como un precio objetivo (target) alcanzado (cifra redonda).

Tengamos en cuenta de que, en el año 2020, el MIBGAS ha cerrado a 10,2 €/MWh, el menor precio anual desde que arrancó a mediados de Dic 2015, debido a la menor actividad económica y menor demanda de gas. Pero para la industria es terrible que un commodity se multiplique casi 10 veces (980%) en dos años (2022). La cogeneración y la industria en general difícilmente van a poder sufragar el encarecimiento de los costes de la materia prima con los nuevos contratos de aprovisionamiento de gas. Se verán obligados a subir los precios de los productos manufacturados para evitar cierres o paradas hasta que pase esta coyuntura que se está alargando demasiado en el tiempo (por lo menos hasta 2025), si bien a un nivel 5 veces superior (+500%). La falta de la oportuna revisión de los precios regulados de la cogeneración con régimen retributivo desde 2020 está obligando a parar más de la mitad del parque en España. Ello redunda en mayores perjuicios a los consumidores (precios más elevados) y al medio ambiente (más emisiones de CO2) y a la clase obrera (más parados sean discontinuos o permanentes), entre otros. Sin duda esto podría comprometer el plan de ahorro y eficiencia energética, ya que las fábricas asociadas tendrían que sustituir la energía térmica de la cogeneración por las tradicionales calderas de vapor quemando combustibles fósiles con muy bajo rendimiento energético y el consiguiente aumento de las emisiones de CO2. Esperemos que no lleguemos a sufrir ese estadio de funcionamiento ruinoso para todos.

En cuanto a los contratos de gas del month-ahead (precio mercado secundario de gas para el mes siguiente) en MIBGAS, tenemos la siguiente evolución registrada recientemente:

• MAR 2023: ha tenido 9 días de actividad en MIBGAS en lo que llevamos de mes (del 1 al 13 FEB), marcando MAX 57,0, medio 53,4 y MIN 49,5. Mientras la última cotización del Futuro del gas en OMIP es de 49,2 y la media acumulada del futuro 77,4 con Máx/Mín de 134,6/49,2. Muestra una caída correctiva a valores mínimos.
• FEB 2023: ha cotizado 22 días en MIBGAS, marcando MAX 71,6, medio 60,2 y MIN 51,3. Mientras la última cotización del Futuro del gas en OMIP es de 55,1 y la media acumulada 85,9 con Máx/Mín de 127,0/51,9. Muestra una caída brutal. Cierre del contado del mes se espera a 53,6.
• ENE 2023: ha cotizado 21 días en MIBGAS, marcando MAX 127,2, medio 103,5 y MIN 71,4 Mientras la última cotización del Futuro del gas en OMIP es de 71,6 y la media acumulada 104,5 con Máx/Mín de 131,6/71,6. Muestra una caída brutal. Cierre del mes ha sido 59,8.

La caída de precios del gas internacional (TTF, NBP, Henry Hub) se ha contagiado rápidamente tanto en el MIBGAS como en el MIBEL, si bien en mercado eléctrico no tanto por el escandaloso coste (precio) especulativo del mercado europeo de derechos de emisiones de CO2, que sigue cotizando a niveles muy elevados (un valor que ha superado más de tres veces el de inicios del 2020, estadio pre-Covid). Desde luego a la cogeneración industrial debe reconocerse explícitamente el sobrecoste de los precios del gas y el sobrecoste del CO2 para poder seguir sobreviviendo y suministrando energía térmica a sus fábricas asociadas, en plazo y forma. Hay riesgo de seguir produciendo a un coste mayor que el ingreso por la regulación actual (régimen retributivo). La cogeneración no puede soportar un precio del CO2 superior a 30 €/tCO2. Saltan las alertas porque ese nivel se ha triplicado y pronto podría ser cuadruplicado. Urge compensación en plazos oportunos para seguir operando.

Respecto a los futuros o derivados de gas a medio y largo plazo en el OMIP, cabe destacar los estadísticos de los futuros siguientes:

• Futuro Año 2019 ha cotizado desde 24 Nov 2017 hasta 28 Dic 2018, entre 18,3 y 28,2, con una media de 22,5. El contado (MIBGAS) cerró a 15,4, nivel por debajo del valor MIN del futuro.
• Futuro Año 2020 ha cotizado desde 2 Ene 2018 hasta 30 Dic 2019, entre 13,3 y 25,3, y media 20,3. El contado (MIBGAS) cerró a 10,2, nivel por debajo del valor MIN del futuro.
• Futuro Año 2021 ha cotizado desde 2 Ene 2019 hasta 30 Dic 2020, entre 12,3 y 22,7, y media 17,1. El contado (MIBGAS) cerró a 47,3, nivel por encima del valor MAX del futuro.
• Futuro 2022 ha cotizado desde 2 Ene 2020 hasta 30 DIC 2021, con valores acumulados entre 13,4 y 138,5, y media 25,2. Cierre del contado (MIBGAS) ha sido 100,0, lo cual implica casi 3,97 veces (397%) superior a la media del futuro. El futuro fue bajando a finales de año 2021 desde el Máx (138,5) de 21Dic hasta 79,8 (30Dic).
• Futuro ENE 2023 ha cotizado desde 3 OCT hasta 30 DIC registrando un Max, Med y Min de 131,6-104,5-71,6 €/MWh.
• Futuro FEB 2023 ha cotizado desde 1 NOV hasta 31 ENE registrando un Max, Med y Min de 127,0-85,9-51,9 €/MWh.
• Futuro MAR 2023 lleva cotizando desde 1 DIC hasta fecha actual registrando un Max, Med y Min de 134,6-77,4-49,2 €/MWh.
• Futuro ABR 2023 lleva cotizando desde 2 ENE hasta fecha actual registrando un Max, Med y Min de 75,5-57,6-49,2 €/MWh.
• Futuro MAY 2023 lleva cotizando desde 1 FEB hasta fecha actual registrando un Max, Med y Min de 56,8-53,1-48,7 €/MWh.
• Futuro 2023 empezó a cotizar desde 4 Ene 2021 hasta 29 DIC 2022, con valores acumulados entre 16,2 y 291,5 y media 63,5. Última cotización a 79,4 (29 DIC). Media estimada para el año es de 51,8, por debajo del valor MIN del futuro.
• Futuro 2024 ha empezado a cotizar desde 3 Ene 2022, con valores acumulados entre 30,5 y 193,1 y media 73,5. Última cotización a 55,2 (13 FEB, bajando).
• Futuro 2025 ha empezado a cotizar desde 2 Ene 2023, con valores acumulados entre 45,0 y 53,7 y media 47,7. Última cotización a 45,8 (13 FEB, bajando).

Dada la dificultad de comparar tarifas antiguas con tarifas nuevas, hemos optado por estimar resultados para tres tarifas de acceso representativas de la cogeneración en media presión, aunque las nuevas tarifas de acceso dependen sólo del consumo anual contratado. Cualquier cambio en la parte fija no se aprecia mucho en los términos contractuales totales debido al mayor impacto derivado del coste de la materia prima y las nuevas fórmulas de indexación (nuevas condiciones económicas):

Nota: Término de energía estimado para consumo gas carga-base, según futuros Brent 603 y TC 101 (media comercializadoras más competitivas). Incluye Peajes y Cargos & Almacenamiento 1/10/2022. Excluye Fees CNMC, GTS, IEH, FNEE. TUR estimada y-t-y. Se supone lectura de caudal diario obligatoria (telemedida).

Los nuevos precios suponen una subida de más del 110%-140% respecto a lo que se estaba pagando con los contratos vencidos.

Teniendo en cuenta costes medios interanuales de contratos vencidos durante verano, tenemos la siguiente variación respecto a los valores de hace un mes por el efecto Brent y TC:

Si nos centrásemos en precios indexados a hubs de gas, los precios medios podrían duplicarse para aquellos suministros sin haber realizado ninguna cobertura (aprox. 80-110 €/MWh), un coste 3,5 veces mayor que lo que se venía pagando. Ante esa posible realidad, urgen medidas paliativas en el sector gasista en línea con las del sector eléctrico e inclusive debería motivar a que los industriales realicen grupos de compras de gas con contratos tipo GPA a largo y muy largo plazo (Gas Purchase Agreement) de gas.

Obteniendo una estimación de la TUR interanual partiendo de la vieja TUR (Q4 2021) frente a la nueva TUR (Q1 2023), se observa que los nuevos aprovisionamientos de gas industrial son más caros que la TUR del sector doméstico (subvencionada temporalmente), aunque la subida real de la TUR será repercutida más delante de forma progresiva y limitada. Cabe decir que en el sector gasista se podría pasar a la TUR durante un periodo máximo de un mes, y hay lagunas regulatorias que pueden suponer corte del suministro si pasado ese mes el suministro no contrata a mercado libre. Lo increíble es el varapalo que está sufriendo el industrial frente a la rebaja de la TUR regulada por el gobierno.

La TUR del sector doméstico o PYMES ha pasado de 4,4692 c€/kWh para Q4 2021 a 4,8622 para Q1 2022, 5,3115 para Q2 2022, 5,8283 para el Q3 2022 y 6,3555 desde el 1 OCT 2022 (Q4 2022). En BOE 28 DIC 2022, tenemos la Resolución de 22 de diciembre de 2022, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se publica la tarifa de último recurso de gas natural. La nueva TUR para Q1 2023 sube un 10,8% al nivel de 7,038891, que ya supera el Término Variable de las tarifas industriales, pero esto agrava la situación de las familias. Por eso no es de extrañar las intenciones de subir el Salario Mínimo otra vez.

Debería existir una TUR de refugio a precio fijo para consumidores industriales o gran comercio en dificultades (no MIBGAS + recargo del 20%, aparte del recargo sobre costes regulados).

Hace unos meses había saltado la alarma social de las Comunidades de Propietarios, que se habían visto obligadas a cambiar las calderas de carbón por calderas a gas ciudad, y por el nivel de consumo anual (superior a 50 MWh/año) NO podían acogerse a la TUR, lo cual suponía un aumento de 5 veces el presupuesto previsto, existiendo riesgo de impago porque no hay posibilidades de incrementar tanto una derrama de urgencia por la propia calamidad de los propietarios. Pero el Gobierno si ha actuado y tratado de mitigar ese problema para las CCPP. Lo mismo ocurre con los consumidores industriales, medianas industrias, comercios, centros comerciales, grandes superficies, etc. La diferencia es que en una finca se puede dar de baja el suministro de gas y calentarse cada uno como buenamente pueda (radiadores o termodifusores, estufas de madera/biomasa/pellets, etc.). Pero en una cogeneración eso no es posible ya que la generación de energía térmica es indispensable en los procesos industriales de la fábrica asociada. Si se apaga la cogeneración, se apaga la fábrica. Seguimos esperando alguna medida de protección al consumidor industrial frente al precio del gas.

A la vista del impacto de los nuevos precios del gas para las industrias podríamos ver una espantada del mercado libre al mercado regulado (by default), por oficio, aunque no se tenga derecho a estar a la TUR (válida sólo para clientes de menos de 50.000 kWh/año), pero no sería una solución descabellada, si los precios del gas siguen repuntando, si bien esa TUR no es la que se aplicaría a los consumidores industriales (>50 MWh/año), ya que se paga el coste de la materia prima (MIBGAS) penalizado. La conclusión es que el suministro de gas del sector industrial está totalmente desprotegido por el Estado. Y las comercializadoras a mercado libre no pueden soportar pérdidas reales frente a sus reducidos márgenes brutos. Por tanto, trasladan las subidas a clientes finales, dando la posibilidad de cambiarse a otra comercializadora si no se aceptan las nuevas condiciones ofertadas (típicamente indexaciones a hubs de gas).

La nueva medida de indexación del precio del MIBGAS sobre el precio del MIBEL (RDL 10/2022) puede suponer que un generador no pueda cubrir sus costes reales tanto de gas como de carbón, y ello podría conllevar a problemas de incumplimiento de cláusulas take-or-pay con la correspondiente comercializadora.

Se siguen produciendo rescisiones unilaterales de contratos de suministro de gas por parte de comercializadoras, a precios fijos, de forma anticipada, aplicando fórmulas indexadas al MIBGAS (day-ahead). Recomendación: renegociar las nuevas condiciones ofertadas exigiendo respetar las condiciones contratadas hasta vencimiento del contrato actual retrasando la indexación a la próxima temporada, permitiendo posteriores coberturas.

Se recomienda optimizar la denominada Qd asociada al caudal diario máximo contratado, cuando el término de capacidad ha dejado de facturarse con el modo de facturación tipo 2 (banda del 85%-105%) y se paga la Qd tal cual se tenga contratada, penalizando (tres veces: factor de penalización de 3) diariamente los excesos. Toca analizar con lupa los costes repercutidos al Término de Capacidad.

Las coberturas de gas están a precios muy altos. Asegurar precios en coyunturas como la actual puede evitar mayores incrementos, pero perder la oportunidad de recoger caídas más adelante. Los precios de los hubs internacionales están bajando últimamente, pero quizás hay que esperar hasta que se estabilicen un poco para plantearse coberturas. Las fórmulas de indexación sobre Brent tienen los días contados, especialmente por la incertidumbre en el Tipo de Cambio US$/€. Ahora mismo están arrojando mejores resultados las indexaciones al TTF. Para renovaciones, las fórmulas cost-plus están repercutiendo subidas aún mayores que con el TTF. Los industriales están optando a indexaciones sobre hubs de gas europeos, especialmente TTF. En ese caso, hay que prestar especial atención a las valoraciones de productos TTF Day Ahead versus TTF Month Ahead.

Una solución salomónica podría ser indexación mixta: una parte (X%) sobre Brent y TC, otra parte (Y%) a precio de un hub de gas como el MIBGAS o TTF, y resto (Z = 1 – X – Y), a precio fijo.

Cuando las bajadas son fuertes, se saca mucha más ventaja en el contado. No se puede desaprovechar cualquier oportunidad de este tipo. (Frente a precios fijos exante).

Debemos estar muy atentos a los movimientos de los precios del gas (y de la electricidad) en próximos días y semanas por intervenciones y cambios regulatorios que se están contemplando por nuestros reguladores tanto nacionales como europeos. Las nuevas medidas del gobierno en el sector gasista favorece a la industria gas intensiva. Muy importante aprovechar esas ayudas, sino ha sido posible este año, hay que prepararse para el siguiente porque es probable que sigamos viendo precios altos en 2023 si se acentúa la guerra Rusia-Ucrania.

El RD-L 10/2022, ha aprobado una línea de ayudas directas a la industria intensiva en consumo de gas, correspondientes a 2022, para paliar el efecto perjudicial del incremento del coste del gas ocasionado por la invasión de Ucrania y las sanciones impuestas a Rusia por su causa. Los beneficiarios de estas ayudas serán las empresas, cualquiera que sea su forma jurídica, incluyendo comunidades de bienes y entidades sin personalidad jurídica o autónomos, que tengan domicilio fiscal en territorio español, que hayan realizado durante 2021 al menos una de las actividades previstas en los Códigos CNAE habilitados y continúen en su ejercicio en el momento de la solicitud.

Hay consumidores que han podido reducir sus facturas de gas de forma muy relevante, pero son muy pocas las que están bajo el código CNAE definido de forma discriminatoria. Muchísimas industrias con un consumo intensivo en gas NO han podido acogerse a estas ayudas por esta arbitrariedad regulatoria.

El Real Decreto-ley 11/2022, de 25 de junio, por el que se adoptan y se prorrogan determinadas medidas para responder a las consecuencias económicas y sociales de la guerra en Ucrania, para hacer frente a situaciones de vulnerabilidad social y económica, y para la recuperación económica y social de la isla de La Palma, amplía los CNAE’s habilitados que pueden deducirse 2.600 €/empleado dados de alta en la Seguridad Social a fecha 15 de junio de 2022.

La otra medida es que se ha permitido 3 veces el cambio de caudal contratado y una vez el tipo de tarifa de ATR de gas desde 31 MAR y hasta el 31 DIC 2022. Los incrementos de caudal o cambios de nivel de peaje estarán limitados a los valores contratados con anterioridad a la entrada en vigor de la disposición adicional quinta del Real Decreto-ley 29/2021, de 21 de diciembre. Asimismo, los consumidores que hubieran suspendido su suministro, conforme el apartado 1.c de la citada disposición adicional quinta podrán prorrogarlo hasta el 31 de diciembre de 2022 o solicitar una nueva suspensión de suministro en el caso de que ya lo hubieran reestablecido.

El gobierno ya ha aprobado los nuevos peajes de gas para 1 Oct 2022 mediante la Resolución de 19 de mayo de 2022, en la cual se observa una bajada del Término Fijo de Capacidad del 19,4%, 27,1% y 27,4% para las tarifas RL8, RL9 y RL10, respectivamente. Y una bajada de 4,8%, 15,5% y 14,0% en el Término Variable, respectivamente. En este análisis ya se incluyen dichas variaciones dentro del periodo interanual. En todo caso, esa bajada ya ha sido absorbida por el aumento del coste de la materia prima.

El 21 SEP ha sido publicado en BOE el Real Decreto-Ley 17/2022, de 20 de septiembre, por el que se adoptan medidas urgentes en el ámbito de la energía, en la aplicación del régimen retributivo a las instalaciones de cogeneración y se reduce temporalmente el tipo del Impuesto sobre el Valor Añadido aplicable a las entregas, importaciones y adquisiciones intracomunitarias de determinados combustibles. De cara a mitigar el coste de la factura de gas, desde el 1 de octubre de 2022, hasta el 31 de diciembre de 2022, el IVA del gas se reducirá al 5%.

Respecto a la excepción ibérica, la tabla siguiente resume el ajuste reconocido a las plantas térmicas de CCGT, Carbón y Cogeneración (CHP) sin régimen retributivo regulado.

Fuente: MIBGAS. Elaboración: Enérgitas/SEI.

“Y” es la cuantía unitaria diaria del ajuste a la generación, en €/MWh, redondeado a euros con dos decimales. Pgn es el precio del gas natural, en €/MWh. Se determinará como el precio medio ponderado de todas las transacciones en productos Diarios (D+1 en adelante) y Fin de Semana (si aplica) con entrega al día siguiente de gas natural en el punto virtual de balance (PVB) registradas en el Mercado Ibérico del Gas (MIBGAS). Prgn es el precio de referencia del gas natural, en €/MWh, inicialmente el valor de 40 €/MWh (se ha extendido 6 meses y medio). En FEB 2023 ha subido a 50 €/MWh.

Fuente: MIBGAS. Elaboración: Enérgitas/SEI.

La opcionalidad de cambiar régimen económico a la cogeneración pasando a cobrar el precio del mercado más la compensación por la excepción ibérica podría empeorar aún más la delicada cuenta de resultados si los precios del aprovisionamiento del gas no están indexados a hubs de gas o bien sean precios fijos de gas muy elevados, e inclusive si el pool sigue bajando y desparece la compensación del gas (Pgn índice de combinación de precios del MIBGAS para cada día concreto < Prgn inicialmente 40 €/MWh). Desde ENE 45. Y subirá 5 €/MWh mes a mes hasta mayo 2023 (65 €/MWh). No llegará a 70 como estaba previsto inicialmente, porque ha empezado dos semanas tarde y se ha alargado precio inicia medio mes adicional a los seis meses.

Por último, el 29 SEP se ha publicado la Orden TED/929/2022, de 27 de septiembre, por la que se establecen los cargos del sistema gasista y la retribución y los cánones de los almacenamientos subterráneos básicos para el año de gas 2023 (desde 1 Oct 2022 hasta 30 Sep 2023), cuyos valores ya están incluidos en los resultados de esta edición.

Nuevos Cargos por año:

Los cánones de acceso correspondientes a los servicios de los almacenamientos subterráneos básicos para el año de gas 2023 son los siguientes:

− Canon de almacenamiento: 0,002909 €/(kWh/día)/año.

− Canon de inyección: 0,213891 €/(kWh/día)/año.

− Canon de extracción: 0,382193 €/(kWh/día)/año.

Cabe decir que el 28 OCT 2022 la Comisión Europea adoptó una nueva modificación del «Marco Temporal de Crisis relativo a las medidas de ayuda estatal destinadas a respaldar la economía tras la agresión contra Ucrania por parte de Rusia», mediante la cual se permite a los Estados miembros a dar «ayudas para cubrir costes adicionales debidos a un aumento excepcionalmente importante de los precios del gas y la electricidad».

El citado marco refuerza la habilitación a los Estados miembros para atajar el impacto de los precios energéticos, así como su impacto en insumos, materias primas u otros productos afectados, ampliando el horizonte temporal de las ayudas hasta diciembre de 2023, permitiendo establecer un sistema de apoyo basado en el consumo de energía actual o en el histórico, contemplando las subvenciones directas como forma de apoyo, y elevando la cuantía de apoyo hasta los 4 millones de euros por empresa, ha recordado el consejero de Política Industrial y Energía.

En ese sentido, el sector industrial espera que el gobierno implante medidas de ayudas de Estado contundentes para todos los consumidores industriales, especialmente los cogeneradores y fábricas asociadas.

Como ya sabéis, después de más de un mes de sondeos y negociaciones, los ministros de energía de la UE han llegado a un acuerdo político sobre nuevo Reglamento del Consejo que establece un mecanismo de corrección del mercado, supuestamente para proteger a los ciudadanos frente a precios de gas excesivamente altos. Se trata de limitar los precios excesivos del gas en la UE que no reflejan precios del mercado mundial; garantizar la seguridad del suministro energético y la estabilidad de los mercados financieros.

El nuevo mecanismo llega muy tarde y mal, y además se va a retrasar su eventual entrada casi al final del invierno que estamos empezando ya. Se activará a partir del 15 FEB 2023. Antes de 1 MAR 2023, se espera un informe completo de ESMA (European Securities and Markets Authority) y ACER (Agency for the Cooperation of Energy Regulators) sobre la aplicación del mecanismo.

El mecanismo se define como un límite de precio para los productos derivados de gas natural (con duración desde trimestral hasta anual) que tienen como punto de entrega el mercado TTF (Holanda) y se venden y compran en los mercados organizados. No se aplicará en los mercados Over-The-Counter (OTC).

La Comisión Europea podrá extender el alcance del mecanismo a otros hubs (mercados) europeos antes del 31 MAR 2023, siempre y cuando se verifique que se puede hacer de forma segura. La Comisión podría incluir unos hubs europeos y excluir otros, según sea el resultado del análisis.

El mecanismo se activará cuando, durante 3 días consecutivos, el precio en el TTF Month-Ahead alcance 180 €/MWh y supere en 35 €/MWh el precio de referencia de los mercados globales del GNL Month-Ahead. El mecanismo consiste en un límite de precio dinámico indexado a la suma del precio de los mercados globales de GNL + 35 €/MWh. Dicho límite se desactiva automáticamente cuando durante 3 días consecutivos los precios globales caigan por debajo de 145 €/MWh (diferencia entre 180 y 35 €/MWh).

Si en España tenemos un tope de gas de 50 €/MWh en FEB (hasta 65 en MAY), sabiendo los resultados que ya hemos experimentado desde 15 JUN 2022, parece que el límite del gas a 180 €/MWh NO va a contener los comportamientos especulativos del gas en Europa.

Además, existen una serie de condiciones que podrían llevar a la suspensión del mecanismo:

• Declaración de emergencia a nivel UE o regional en la UE en el sector del gas natural.
• Inestabilidad de los mercados financieros, en particular por detectarse un incremento de los requerimientos de garantías (margin calls) a las empresas que operan en los mercados organizados de gas.
• Descenso de la llegada de GNL a la UE que afecte a la seguridad de suministro.
• Incremento importante de la demanda de gas respecto a años anteriores.

Este invento puede que venga a acentuar aún más el problema porque envía señales tipo luz verde para reventar aún más los precios del gas, creando unas condiciones de contorno demasiado relajadas para que los especuladores “entrenen” y “jueguen” sin ir a la cárcel. Los traders de gas “se están frotando las manos”. Ahora los barcos metaneros podrán estar aún más cotizados que antes, y se podrá jugar a simular virtualmente la importación de gas con barcos de EEUU a Europa cuando en realidad podrían ser de otro origen. Cambiando bandera en alta mar se podría seguir engañando a la afición que ya empieza a soñar con el próximo mundial. Hay demasiados rumores al respecto. Debería de investigarse, controlarse y sancionarse para poner fin a la especulación, si eso estuviese ocurriendo.

Se modifica el Real Decreto-ley 06/2022, del pasado 29 de marzo, por el que adoptaron medidas urgentes en el marco de la guerra en Ucrania. En éste se estableció la posibilidad de realizar cambios de caudal y peajes contratados para los suministros de gas natural. El nuevo RDL brinda la posibilidad de realizar las siguientes modificaciones:

• Cinco modificaciones de los caudales contratados y dos modificaciones de la tarifa de acceso (peajes) entre 1 de enero de 2023 y el 31 de diciembre de 2023.

Esta flexibilización, a diferencia del RDL 18/2022 de 18 de octubre de 2022, ya no tiene en consideración la evolución de los precios del gas natural en el mercado MIBGAS.

Se mantiene la reducción del impuesto sobre el valor añadido para los suministros de gas natural hasta el 31 de diciembre de 2023. La tasa reducida seguirá siendo del 5%.

La Resolución de 22 de diciembre de 2022, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establece provisionalmente para el ejercicio 2023 la retribución y la cuota destinada a la financiación del gestor técnico del sistema gasista, publicada en BOE 28 DIC 2022, prorroga de forma provisional la cuota de retribución del GTS del 1,093% para 2023.